光伏行业2023年策略量利齐飞舞技术催新生

光伏行业2023年策略-量利齐飞舞技术催新生一、硅料下跌，利润释放（一）需求维持高增长在“双碳”政策的推动下，2022年我国光伏市场发展势头良好。1-10月光伏新增装机合计58.24GW，已超过2021年全年新增装机量，同比增长98.7%，累计装机已达364.44GW。由于集中式电站对于组件价格更为苛刻，分布式光伏对于总量增长贡献更大。1-9月分布式新增装机达到35.3GW，同比增长115%，占比67.1%，其中户用略低于工商业。我们预计2022年光伏新增装机将达到85-100GW，同比增长76.9%（按中值计算）。随着硅料价格下跌，储能配套机制日益健全，需求得到充分释放，在中性假设情景下，预计2023年光伏新增装机将超过120GW，同比增长29.7%。由于“俄乌冲突”，欧美对于俄罗斯实施多轮制裁，反噬作用令欧洲深陷能源危机，天然气等供应严重短缺导致电价飙升，欧洲能源独立迫在眉睫。太阳能是欧盟清洁能源转型的最主要组成部分。2021年底欧盟光伏累计装机165GW，REPowerEU法案提出2025年将达到320GW，2030年进一步提升至600GW。为此，预计欧盟将出台政策支持更多的太阳能采购协议（西班牙、德国、英国是进口光伏组件的“主要力量”），建立欧洲太阳能制造业，以供给充足的地面与屋顶光伏设备，缩短项目审批周期，改造电网、打造跨区市场等。自拜登政府上台以来，美国重拾碳中和目标，出台一系列政策支持清洁能源发展，今年8月已签订生效的《通胀削减法案》（IRA）计划未来10年投入3690亿美元用于能源安全和气候变化计划。在需求侧，IRA将光伏电站的投资税收抵免政策（ITC）延长10年，并提高了分布式电站的抵免比例至30%；在供给侧，为设施和设备投资提供了税收抵免，并对制造全产业链增加了不同程度的补贴政策，以提振本土光伏产业。另外，美国宣布两年内豁免征收东南亚四国的光伏电池和组件反倾销或反补贴税。2021年底，美国光伏累计装机达到123GW，IRA法案通过后，WoodMackenzie预计2027年美国光伏装机容量将增加至336GW，2022-2027年复合增速为18.2%。我们预计2022/2023年全球光伏新增装机需求将达到240-270GW/320-360GW，同比增长40.1%/33.3%（按中值计算），亚太、欧洲、美国是主要增量市场。根据中性假设，2022年底/2023年底全球累计光伏装机将达到1197GW/1537GW。长期来看，全球咨询机构WoodMackenzie预计2022-2031年全球光伏并网装机容量将以年均8%的速度增长。中国有色金属

硅业分会预测，2025年/2030年全球光伏新增有望达到550GW/1000GW。（二）硅料产能加速释放多晶硅行业的扩产计划已经从基于匹配终端需求，转向跟随光伏产能扩张。据中国有色金属硅业分会预测，2022年底我国多晶硅产能将达到120.3万吨/年，同比增长131.8%，全球占比提升至约89%；我国多晶硅产量约82万吨，同比增长64.7%；2023年产能将达到240.4万吨，同比增长99.8%，折合光伏终端装机量超过900GW；产量将达到156万吨，折合光伏产量超过600GW。龙头扩产积极。全球8家硅料头部企业中，仅有德国瓦克没有公布2022-2023年扩产计划，协鑫、新特能源

2022年扩产规模达到10万吨以上，而通威两个单体项目规模就达到20万吨级别，计划于2024年投产。新进入者代表有青海丽豪、合盛硅业、其亚多晶硅、清电能源、东立光伏、信义晶硅等，2023年底产能均在6万吨及以上。根据各家公司公布的扩产计划梳理，预计2022年底/2023年底多晶硅全球总产能将分别增长81.1%/99.4%。市场集中度提升。2022年上半年，国内CR5多晶硅厂商市占率提升至91.9%，增加了3个百分点。其中，受益于乐山二期、保山一期各5万吨2021年新产能投产，通威22H1市占率增加了8.7个百分点，超过协鑫一跃成为上半年产量最大的硅料厂商；此外，大全增加了1.2个百分点，其他三家略有下滑。头部厂商集中度的提升有利于其拥有更高的话语权或议价能力。（三）拥抱硅料下跌周期短期资源错配导致硅料价格暴涨。2022年12月7日，一线厂商特级致密料成交价已经从年初230元/千克涨到300元/千克，涨幅高达30.4%，同比增长15.4%。主要原因是2022年光伏终端需求旺盛，硅料产能供给增长缓慢，短期资源错配问题严重。而下游硅片企业大举扩充，为保障供应，纷纷锁定硅料长单，加剧了市场供应紧张的问题。2022年以来，5家头部硅料企业已公告签订长期采购合同20笔，锁定硅料规模超过350万吨（通威/大全/新特约144万吨/129万吨/69万吨），订单最远签至2030年，主要客户包括双良、隆基、晶科、美科、高晶、宇泽、爱康等。监管机构频发声，打击囤积居奇。为促进光伏行业整体持续健康发展，针对硅料价格暴涨问题，工信部、市场监管总局、国家能源局三部门联合印发《关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》，提出要切实加强企业自律，深入开展自查自纠，自觉规范销售行为，不搞囤积居奇、借机炒作等哄抬价格行为；同时要统筹推进光伏存量项目建设，合理释放已建产能，适度加快在建合规项目建设步伐，对后续新建产能大规模投产要提前研判、防范风险。三部门还曾多次约谈部分多晶硅骨干企业及行业机构。硅料价格波动具有强周期属性。由于技术壁垒、资金壁垒高、扩产周期长，叠加检修时间长、容易发生生产事故等因素，增加了供给的不确定性，相较于其他环节，硅料行业更容易出现需求激增或供给收紧导致供不应求而引发价格大幅上涨的现象。历史上曾出现过几次价格迅速攀升的情况，分别是2005年-2008年、2010年-2011年、2013年-2014年以及2020年开始的本轮上涨周期，与当时光伏行业政策息息相关。预计硅料价格将温和下行。近期已显现松动迹象，12月14日一线厂商特级致密料成交价275元/千克，较上周环比下跌8.3%，已连续两周下跌。随着新产能加速释放，预计2023年硅料价格将拥抱下跌周期，但由于下游硅片环节现有产能规模更大、竞争更为激烈、扩产诉求更为强烈，从长单数量以及签订年限就可见一斑，所以硅料价格温和回落的可能性较大。值得注意的是，本轮下跌是由产能大量释放引起的，而非光伏终端需求收紧，所以从近十年硅料历史走势来看，明年将更接近于2014-2015年这个区间的演变过程。（四）利润释放向下游传导2022年光伏产业链自上而下各环节价格均有小幅上涨。但由于议价能力从强到弱，导致涨价效能不一，从而导致各个环节盈利情况分化明显。solarzoom数据显示，12月15日，硅料/硅片/电池/组件的毛利润（不含税）分别为0.50/0.02/0.27/0.05元/W。硅料环节，自2021年4月开启了一轮历史性抬升周期，目前企业盈利水平创历史新高，大全能源（688303）2022年上半年硅料业务毛利率高达70.4%；硅片环节，由于双寡头话语权大，隆基、中环的硅片价格紧跟硅料上涨而调价十几次，除了一些极端情况，行业毛利基本保持平稳；电池环节，高效大尺寸电池片供给紧张，新技术路线开始发力，电池价格和盈利持续攀升；组件环节，市场参与者众多、竞争格局分散，自2022年4月开始出现持续亏损，近期随着硅料下跌传导至下游，毛利才刚刚转正。我们预计2023年，随着硅料进入下行周期，硅片与硅料绑定关系较明显，毛利或将出现小幅回落；技术迭代更新快，新产能扩张有限，电池高利润率或将维持，但上升空间十分有限；组件盈利水平有望得到明显修复。二、竞争加剧利好龙头（一）大基地支撑需求增长据国家能源局统计，2022年1-10月我国光伏新增装机合计58.24GW，已超过2021年全年新增装机量，同比增长98.7%；10月单月新增装机5.64GW，同比增长50.4%，环比下滑30.6%。近两年最后两个月合计装机量均在25GW以上，结合风光大基地等实际推进情况，以及国家能源局最近公布的“新能源应并尽并、能并早并，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件”的指导思路，预计2022年11-12月合计新增有望实现30GW-40GW，并且集中式比例将有所提升。分布式增长迅速。2021年分布式光伏电站新增装机占比首次超过集中式光伏电站。2022年前三季度分布式新增并网容量35.33GW，同比增长115%，在新增装机中占比67%。其中，户用增长迅速，新增16.59GW，同比增长42%，占比31%；工商业新增18.74GW，同比增长290%，占比36%。组件价格过高影响了部分地面大型电站的建设进度，前三季度集中式累计17.27GW，同比增长89%。1、集中式电站大力支持风光大基地发展。2021年，十四五规划纲要提出重点发展九大清洁能源基地及四大海上风电基地。2022年8月，国家能源局代表在“碳中和经济”论坛上指出，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地建设是“十四五”新能源发展的重中之重。目前，第一批风光电基地装机规模为97.05GW，已经全部开工建设。第二批基地项目清单已经印发，计划规模为455GW，直接投入资金超过1.6万亿元，正在抓紧开展项目的前期工作。第三批项目申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件，目前正在抓紧推进项目审查。“十四五”期间，风光大基地将成为新能源新增装机的重要组成部分。2、户用市场户用光伏国补取消、地补延续。近年来，户用光伏补贴持续退坡，补贴总额从2019年的7.5亿元降至2021年的5亿元，补贴电价从2019年的0.18元/kwh降至2021年的0.03元/kwh。由于抢装潮，2021年户用光伏项目装机容量达到21.60GW，同比翻番以上。虽然2022年起中央财政不再补贴新建户用项目，但各地方纷纷出台政策支持户用光伏发展，一定程度上刺激了今年新增户用装机的增长。户用光伏乘“整县推进”东风。2021年以来，国家能源局曾多次提到结合乡村振兴战略推动“千家万户沐光行动”，对户用光伏形成强力支撑。针对“千家万户沐光行动”，2021年6月国家能源局发布了整县屋顶分布式光伏试点新政，提出“自愿不强制、试点不审批、到位不越位、竞争不垄断、工作不暂停”的“五不”工作要求。按照计划，各省试点工作将于2023年底前陆续完成。截至2022年6月底，整县分布式试点累计备案已达66.15GW。“整县推进”涉及业主多、距离居民近、发电规模大，在试点过程中面临诸多挑战，问题囊括群众利益、电站安全、建筑质量、弃光等方方面面。首先，我国电力市场机制不完善，屋顶光伏设备小、稳定性差、布局分散，缺乏集中式电站的监控和运行机制，高比例分布式光伏接入给电网安全带来极大挑战。第二，地方政府倾向于将整区的分布式资源打包给央国企，民营企业被拒之门外。第三，为保障项目的统一规划、设计，部分地方政府暂停了分布式光伏备案和并网申请，经销商利益受损。最后，部门地区的整县推进招标工作中，产业配套要求严格，加重了新能源企业的负担。3、工商业光伏工商业分布式光伏采取“自发自用，余电上网”模式。从装机类型上看，工商业分布式已经接替户用光伏，成为增长最快的分布式光伏。2022年前三季度工商业分布式光伏新增18.74GW，同比增长158.13%，占光伏总新增装机的36%（户用新增16.59GW，占比31%）。近年缺电限电问题频发，工商企业及工厂园区用电量大、电价高，在厂房及办公楼顶上加装光伏发电设施，不仅可以节省大笔电费开支（白天光伏发电成本低于市场电价），又做到了响应国家号召，生产和使用清洁能源，还能并网售电给企业带来经济效益。国家也出台了一些相应的补贴政策，从经济效益角度，政府补贴降低相关成本，较高的投资回报率吸引建筑业主和项目承建方，在政策和经济效益共同推进下，工商业光伏市场的增量空间以及渗透率提升值得期待。对于安装比例，国家给出明确指引。2021年9月，国家能源局下发了《关于报送整县

（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，明确提出项目申报试点县（市、区）的党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%。2022年7月，住房和城乡建设部与国家发展改革委出台《城乡建设领域碳达峰实施方案》提出，到2025年，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。此外，工商业光伏配套储能存在明显收益空间，也是工商业光伏未来能够迅速发展的一大保障。2021年7月，国家发改委发布《进一步完善分时电价机制的通知》，提出高峰时段电价应不低于低谷电价的3倍，若峰谷差比率超过40%则不低于4倍，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%（时段分尖峰、高峰、平段和低谷）。根据惠誉评级统计，新政出台前，我国大部分省份的峰谷电价价差为2.2-3倍，只有少数省市（京沪苏等）达到3倍以上，整体峰谷价差偏低，存在较大上浮空间。储能电站初具经济性。分时电价实施后，根据目前国内电价水平，如果不考虑容量衰减和后期维护费用等因素，初始投资成本1.2-1.5元/kWh，峰谷电价差0.6-0.9元，静态投资回收期约4.3-8.1年。（二）供过于求，竞争加剧1、硅片新生力量加入扩产大潮。据PVinfolink数据，2022年初行业产能为367GW，年底将达到536GW（YOY+46%），2023年底将达到731GW（YOY+36%）。根据已公告信息，双寡头隆基/中环2022年底产能将达到120GW/128GW，领先优势依旧明显。近年来，由于较强的盈利能力以及难度中等的技术门槛，行业吸引了京运通、上机数控、高景、双良、美科、宇泽等大批新进入者。从拉晶产能格局上看，2022年行业CR5下降至69%，未来集中度或将进一步下降。产品品质、稳定性、生产管理将成为下一阶段核心竞争力。切片代工有望成为流行商业模式。降本增效驱动硅片大型化、薄片化趋势。182mm与210mm尺寸竞争结果尚不确定，未来200+mm路线选择更多。切片环节初始投资较大，且尺寸无法向上兼容，存在较强迭代风险。大型化、薄片化提高了切片技术要求，高线速、高稳定性、细线化等趋势让进入门槛变高。在此背景下，切片代工模式能匹配拉晶企业以及下游电池企业的刚性需求，有望得到迅速发展。竞争格局存在较大变数。产能扩张大潮下各企业竞争特点各不相同：第一梯队隆基/中环产能大、利用率高，成本控制能力领先，同时在大型化、薄片化趋势下拥有较强话语权；晶科、晶澳等企业侧重于一体化布局强化盈利能力，产能高度匹配下游；而高景、上机数控、京运通、双良等设备供应商致力于专业化道路，凭借成熟先进的智能化、自动化等优势快速提升产能，利用规模化效应降低成本。我们预计，随着2023年硅料降价周期的到来，硅片环节将迎来充分的市场竞争，双寡头的市占率呈下降趋势，参考竞争较充分的组件环节，未来CR5或将稳定在70%左右。2、电池片电池片产能规模同样保持快速增长，PVinfolink数据显示，2022年初产能约409GW，预计2022年将新增164GW，年底产能达573GW，同比增长40.1%，2023年底将超过660GW，同比增长15.2%。除电池片龙头通威股份（新增约35GW，累计约70GW）外，扩产的主力为隆基绿能等垂直一体化企业，其中晶科能源由24GW增至61GW，增速达到154%。新型高效电池迅速升温。CPIA数据显示，2021年P型PERC电池市占率为91.2%，其凭借更成熟的工艺、更高的性价比，在未来2年仍是市场主流技术路线。但从扩产类型来看，电池产能增量主要由新型高效电池贡献。其中TOPCon迎来产业化元年，根据各公司披露信息，年底产能将达到95GW，HJT年底产能也将超过14GW。2022年底新型高效电池产能合计占比有望超20%。目前PERC电池已接近24.5%的效率天花板，提前布局下一代电池技术路线已成为全行业的必然选择。格局变数大。自2017-2020年PERC电池完成对Al-BSF电池的市场替代后，电池产业又在经历新一轮技术产业变革。但此次技术变革方向暂未确定，各路线均有龙头企业布局，行业分化趋势明显。按已公布产能的角度考量，TOPCon路线代表企业有晶科、通威、钧达、天合、中来等，新进入者大部分选择该路线；HJT路线落地产能较少，头部企业有爱康、华晟、明阳、通威、金刚玻璃等；此外隆基、爱旭布局工艺难度最大的IBC路线，量产在即。电池技术将成为行业发展决定性因素，或将重塑行业格局。需要重点关注转换效率、降本进度、设备配套、量产良率等关键指标。3、组件2022年扩产规模最大。组件环节在行业扩产潮下规模最大，PVinfolink数据显示，2022年初组件产能约467GW，年底预计增长至634GW，增幅约36%，甚至远大于乐观情景下估算的2023年全球新增装机需求360GW。2023年底产能预计将达到705GW，同比增长11.2%。龙头效应持续深化。近年来一线企业不断蚕食二三线企业市场份额，行业集中度持续提升。CPIA数据显示，2021年CR5已增长至64%。根据维科网光伏统计，2022年前三季度，国内TOP10组件企业总出货量达165.7GW，TOP4企业出货量合计超过114GW。根据索比光伏网预计，2022年全年组件出货量Top10的门槛将提升至7GW左右，比2021年增长一倍多，一线品牌企业的组件出货量就将超过全球组件需求的2/3。根据维科网光伏统计，CR5/CR10年底合计产能将达到297GW/380GW。隆基表现优异。2018年以后，前五军团成员固定为隆基、晶科、晶澳、天合和阿特斯。2020年隆基凭借多年的一体化布局，一跃登顶全球出货量榜首（2019年仅排名第四）。2022年隆基出货量低开高走，前三季度累计达30GW再次登顶第一。前四大组件企业出货量均超过27GW，但差距不大，呈现胶着的追赶态势。经营困难，业绩承压。2022年7月硅料价格突破300元大关，给下游造成巨大压力。组件环节最接近终端，表现得尤为明显。solarzoom数据显示，11月2日一线硅料/182硅片/182电池片/182组件成交价较年初分别上涨33%/29%/24%/3%，同比变化+14%/+9%/+16%/-2%。自2022年4月开始，组件环节出现持续亏损。据PVinfolink、硅业分会统计，22H1组件企业开工率整体低迷，二三线企业影响最大，无长单的小企业只能以高价购买硅料，持续压缩组件利润空间。一体化龙头企业在手订单较充足，可以借助规模优势，压低原材料和组件成本，且具备一定海外渠道经营优势，但也要在出货量目标与利润水平之间作权衡。晶科能源半年报显示，公司上半年出货量重回市场第一，但毛利率下降至11%，明显低于当期第四名隆基的17%。随着硅料降价周期来临，终端更多抑制的需求将得到明显释放，尤其是大规模集中式地面电站。2023年组件环节有望迎来量利齐升态势。近期随着硅料下跌传导至下游，毛利润已开始转正。（三）“马太效应”明显为了平滑周期波动，上游硅料企业也开始大举进军下游产业。2022年比较具有代表性的事件就是通威股份以价换量中标组件大单。2022年8月，通威股份中标华润电力

3GW光伏项目光伏组件设备集项目。公司作为第一中标候选人，投标单价为最低的1.942元/W，远低于隆基2.020元的报价。2022年9月，公司公告，将在江苏盐城投建25GW高效光伏组件项目。公司是硅料和电池龙头，组件业务早前也略有布局，但今年公司向市场释放了明显的信号：做大做强组件业务。下游制造企业一方面签订长单锁定硅料长单，一方面在积极寻找机会布局上游硅料行业。2022年4月，TCL中环母公司TCL科技与协鑫集团共同设立一家合资公司，就约10万吨颗粒硅、约1万吨电子级多晶硅等项目展开战略合作。2022年8月，阿特斯公告，拟在2027年前，在海东零碳产业园区投资600亿，建设年产20万吨高纯多晶硅以及年产10GW组件一体化光伏制造产业基地，并包括相关的原料和辅材制造。传统的一体化龙头继续加深和外拓业务版图。大多以参股形式投资硅料企业，在海外布局硅片电池产能，积极拓展光伏玻璃、背板、胶膜等辅材业务，在光伏设备领域也在谋求合作发展。CPIA数据显示，从产量维度测算，硅料/硅片/电池/组件的CR5分别从2018年60.3%/68.6%/29.5%/38.4%提升至2021年86.7%/84%/53.9%/63.4%，这其中不乏一体化龙头。2023年虽然硅料下跌将释放利润，但是下游环节大举扩张，大量供给投放市场，竞争势必将更加激烈。光伏发展已逾二十载，龙头企业多年建立的竞争优势，无论是产品端、供应链、客户关系、研发实力，都很难一朝一夕就被超越。同时，龙头企业之间还在谋求多种形式的合作共赢，多个产业联盟应运而生。当前存在变数最大的就是高效电池环节，这也是新进入者布局最多的一个环节。但从目前情况来看，各个路线的领军者均有龙头的身影，他们也是主产业链扩产的主力军。所以我们认为，2023年光伏行业的“马太效应”将愈发明显。三、向“新”而行（一）N型电池大幕拉开光伏电池按材料不同可分为晶硅电池、薄膜电池等；按底衬不同可分为P型电池与N型电池；按结构不同可分为PERC、HJT、TOPCon电池等，还可相互组合形成新型结构。N型电池较P型具有天然优势。N型电池无光致衰减效应（LID），具有更长的少子寿命、更低的温度系数、更好的弱光性等优点，因此可实现更高的转换效率、更低的LCOE。N型三大主流HJT、TOPCon、IBC各具特色。TOPCon最大优势是与PERC产线具备兼容性，产业升级成本低；HJT凭借其结构简单、对称，双面率高，低温工艺属性适配薄片化，可与其他技术迭代，配套产线环节少，降本空间更大；IBC的理论转化效率最高。在转换效率方面，N型电池实现对P型电池的全面超越。HJT电池方面，隆基绿能

2022年11月公布其德国实验室创下26.81%的世界记录，华晟新能源

G12-15BB电池量产效率已达25.2%；TOPCon电池方面，10月晶科能源公布其效率实现26.4%；IBC电池方面，日本Kaneda通过IBC+HJT结构拿下26.7%的实验室效率。而PERC转换效率极限值为24.5%。1、TOPCon率先发力TOPCon即为隧穿氧化层钝化接触（TunnelOxidePassivatedContact）电池，特征是在N型底衬背面制备一层超薄氧化硅隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了高效钝化接触结构。该结构是区别于PERC电池的存在，也是TOPCon电池最难制备的核心部分。2022开启TOPCon元年。凭借性能与成本优势，2022年TOPCon率先发力。据PVInfolink预测，2022年TOPCon出货量有望接近20GW，市占率可达8%，远超2021年的2%，2023/2024年有望提升至21%/30%。扩产速度惊人。根据各公司披露信息不完全统计，目前全行业已公布TOPCon电池产能接近500GW，已投产57.2GW，在建125.5GW。2022年底或将超过85.7GW，2023年底实现241.7GW以上。布局企业既有传统电池厂商、一体化龙头，还不乏跨界新玩家。晶科领衔扩产。晶科能源以24GW投产产能一马当先，布局在安徽和浙江；公司在今年三季报里显示，其TOPCon产品在欧洲市场供不应求，国内也中标了一些大基地项目，预计全年TOPCon出货量有望超过10GW。公司2023年底TOPCon产能有望达到35GW。目前TOPCon量产效率已普遍超过24%，布局企业已基本配备SMBB等工艺成熟的平台型技术，使用硅片厚度已降至150μm以下。虽然已经取得一定成绩，但TOPCon电池如果想保持竞争优势，需要进一步提升转化效率，优化产线工艺细节以及采用技术叠加等手段。核心薄膜沉积环节存在降本增效空间。目前由于工艺成熟、成膜质量好，薄膜沉积工艺发展最快的是LPCVD，22H1市占率超过90%。缺点是生产效率低、存在严重绕镀问题，增加了后续清洗成本。而PECVD成膜速度快，同时沉积氧化层与硅薄层，大大降低了投资额，存在较大降本空间。目前捷佳伟创的PECVD研发进度领先，2022年7月为聆达股份定制的PE-Poly整线装备开始量产，市场验证加速。通过优化产线工艺细节、技术叠加等手段，可以提升转换效率，从而降低单瓦成本。TOPCon目前存在两大升级路径SE和双面Poly技术。SE（选择性发射极）技术是在金属栅线附近重掺杂硼，能有效降低接触电阻与金属复合，同时促进载流子汇聚于重掺杂区，可提高至少0.2%的电池效率。该技术在PERC电池上已有应用。目前帝尔激光、海目星等企业已批量交付激光掺杂设备。随工艺不断优化，SE技术有望成为TOPCon标配技术。经典TOPCon核心在于背面隧穿氧化层与薄层多晶硅组成钝化层，优化方式包括持续减薄多晶硅层、保证掺杂均匀性等。在此基础上提出了双面Poly的结构，即在正面也设计氧化层与多晶硅钝化层，在理论上该设计能将效率提升至28%+。目前晶科能源已在实验室进行技术储备，量产后有望实现27%+的高转换率。2、HJT尚在爆发前夜HJT即具有本征非晶层的异质结技术（HeterojunctionTechnology），核心结构是晶硅层与非晶硅薄膜。异质PN结一方面可以形成更高的开路电压，另一方面能实现更好的钝化效果，因此更易提升转换效率。2022年11月19日，隆基绿能宣布其自主研发的硅异质结电池转换效率达到26.81%，创下所有晶硅电池最高纪录。HJT优势明显，有望成为N型主流。HJT各项性能指标均表现优异：1）抗光衰能力更强，可实现25年功率衰减不超过8%，明显优于PERC的20%和TOPCon的13%；2）两侧均具有透光能力，双面率最高可达95%，高于PERC与TOPCon电池；3）双面均有晶硅+非晶硅结构，实现双面钝化，其钝化选择率可达14.0（PERC电池仅11.7）；4）适应能力强，较双面PERC，温度升高后效率降低幅度小，温度系数仅为-0.26%/℃（PERC约-0.35%/℃，TOPCon约-0.3%/℃）；5）结构应力分布更均衡、更稳定，易提升良率且后续运维压力小。凭借以上优势，HJT电池的制备过程仅需4步，产线简单，良率更高。薄膜沉积工艺不涉及高温扩散环节，能耗更低。未来两步薄膜沉积可通过设备优化实现二合一，产业化潜力巨大。此外，HJT易实现叠层结构，未来可通过改良膜的性能、增减膜甚至与钙钛矿薄膜电池技术叠加，突破晶硅效率极限，升级空间广阔。HJT大订单签订，市场验证加速。2022年9月，华晟新能源和中电建华东院正式签署采购合作框架协议，2022年至2025年华东院将从华晟采购10GW异质结光伏组件，这成为迄今为止行业内N型电池最大订单，成为HJT产业化里程碑。据CPIA预测，2023年HJT市占率有望达到7.7%，对应装机有望超过10GW，行业总产能将达到15GW。华晟爱康扩产领跑。根据各公司披露信息不完全统计，目前全行业已公布HJT电池产能超过200GW，已投产约8.6GW，在建约42GW。预计2022/2023/2024年底国内HJT产能有望实现14GW/38GW/90GW。目前扩产积极的有爱康科技（已投产4.02GW/在建规划17.98GW）、华晟新能源（已投产2.7GW/在建规划12.5GW）等。膜沉积是关键，PECVD+PVD成主流。HJT制作工艺中，清洗制绒与金属化环节与传统设备差异不大，而非晶硅薄膜以及TCO薄膜的制备直接影响电池转换效率。非晶硅薄膜沉积有PECVD与HWCVD两种路线，TCO沉积有PVD与RPD两种路线，目前PECVD+PVD是新建产能的主流选择。国内领先企业迈为股份进展迅速，今年以来已与信实工业、华晟新能源、爱康科技签下合计16.8GW整线订单。捷佳伟创同样具备整线设备供应能力，2021年9月中标了爱康500MW高效异质结整线设备采购项目。产线设备国产化程度较高。国内异质结设备已站在全球领先地位，其中迈为股份、捷佳伟创等已具备整线交钥匙能力，且已形成批量出货。电池企业主要依靠提升生产效率、扩大产能来降低单瓦成本，设备单价降本空间不大。目前迈为股份设备单价基本维持4亿/GW水平，但新增了双面微晶、退火除杂等功能。成本是劣势。目前HJT量产情况不及预期的主要原因为成本偏高。目前HJT电池单瓦成本较PERC高约0.08元，较TOPCon高约0.07元。HJT电池成本主要由硅片、银浆、设备、靶材组成，合计占比近90%，降本方法围绕以上主要成本项展开。降本路径一：薄片化。供需错配造成硅料价格高企传导至硅片，而在HJT电池中硅片成本占比又高达50%，薄片化是一种有效的解决方案。HJT本身结构适合实施薄片化，硅片越薄短路电流会越少，但是HJT非晶硅层可以帮助形成更高的开路电压，相当于可以允许电流降低即硅片减薄。另外，HJT生产工艺简单，使用低温环境，不易产生碎片。目前头部企业已做到130~150微米厚度，TaiyangNews研究报告显示HJT已有80微米厚度的实现路径。硅料价格为300元/kg时，硅片厚度每减薄10微米可以带来单瓦硅成本0.02~0.03元的降低。PVinfolink数据显示，HJT非硅成本约为0.28元/W，显著高于PERC的0.16元/W和TOPCon的0.19元/W。非硅成本中占比约50%是银耗。HJT电池由于其双面结构，总银耗量更高。据CPIA统计，2021年PERC平均银耗仅96.4mg/片，头部TOPCon企业约145mg，而HJT总耗量约190mg。此外，与PERC、TOPCon不同，HJT由于工艺特殊性需要使用低温银浆,电池企业倾向于使用价格更昂贵但更成熟的进口银浆（7800元/kg的价格比国内贵约47%）。目前HJT与TOPCon在银浆成本方面存在约0.08元/W的差距。降本路径二：降银浆。方法一，通过SMBB、无主栅技术，即在保证电流传输效率的同时降低银耗。方法二，采用银包铜技术，通过调整浆料中银、铜和聚合物的比例实现效率不减并降低银耗，由于仅是浆料改良，下游客户验证难度相对较小。根据中科院王文静博士发布的《HJT电池技术发展现状及成本分析》，银包铜技术有望降低成本30%-50%。目前华晟最新产线已实现单片银耗150mg/片以下的成绩，公司计划2023年叠加无主栅技术进一步降至70mg。方法三，使用电镀铜技术，与传统丝网印刷原理完全不同，利用电镀原理直接在导电膜上沉积金属电极，最大优势在于铜完全替代银且可提升转换效率，降本增效空间最大，但同时面临设备不成熟、成本高、环保审批挑战大等问题。降本路径三：降靶材。靶材是沉积TCO薄膜的关键材料，ITO（氧化铟锡）是靶材首选

（制成的ITO薄膜导电率高、可见光透过率高、物理化学稳定性强），但铟价格昂贵。据华经产业研究院统计，2020年我国靶材市场外企占比近70%，且大尺寸高纯靶材主要被日本企业垄断。近年靶材国产化进程加速，2021年ITO靶材本土供应占比已达48%，其中隆华科技

已通过隆基、通威、华晟等企业产线验证，映日科技已进入晋能集团供应链体系。相比于ITO，采用锌为原料的AZO靶材性成本更低、光学性能更佳，有望成为良好替代品，但仍需解决电学性能差的问题。据德国Juelich机构研究，理论上AZO靶材可降低50%~85%的铟耗（不能单纯使用AZO，只能与ITO搭配混用）。铟的综合性能更高，理论上降铟会导致效率损失，但是2022年3月隆基采用无铟靶材的HJT电池实现了25.4%的纪录，进一步证实去铟化在降本增效进程中的可行性。目前迈为与华晟正在验证背面单面AZO替代方案的可行性。除了降本，头部企业还在致力于通过完善构造提升转换效率。相较于传统非晶硅薄膜，微晶硅薄膜透光率更优、缺陷密度更低、掺杂效率更高、导电率更高，从而获得更高的转换效率。微晶工艺难点在于解决生产节拍较慢及一致性问题。今年头部电池企业与设备商已携手完成了微晶技术的初步落地。华晟采用迈为VHF-PECVD设备完成的单面微晶HJT2.0电池首片效率达到24.68%，高于HJT1.0的23.4%，计划明年导入双面微晶后，平均量产效率有望达到25.5%。东方日升双面微晶产品“伏羲”电池效率突破25.2%，组件效率22.53%。3、IBC乘分布式东风IBC（InterdigitatedBackContact）交叉指式背接触电池，特点为将正负电极、PN结设计到电池背面，一方面可将正面陷光与钝化结构进行最优设计，获得最大入射能量以及最低表面复合损失，另一方面可适当优化栅线厚度以降低电阻。理论上IBC电池组件可实现更高的转换效率。据TaiyangNews统计，目前商业化光伏组件效率最高的是隆基绿能的Hi-Mo6和Maxeon（Sunpower旗下）的Maxeon6创下的22.8%，均使用的是IBC电池。由于无正面电极，IBC电池外观往往比一般电池更有竞争力，在高端分布式领域享有高溢价能力。据Maxeon公布信息，2021Q4IBC均价为0.51美元/W，超过同时期P型PERC约64%。产业化进程较慢，玩家较少。目前IBC电池由于工艺技术难度最大，布局企业较少。SunPower公司最早开发IBC电池，其组件品牌Maxeon已独立运营，主要市场为欧美国家。国内目前已推出商业化组件的仅有隆基绿能、爱旭股份等。隆基新型HPBC电池主打分布式市场。2022年11月2日，隆基绿能召开全球发布会，推出基于高效HPBC（P型IBC电池）电池技术的Hi-MO6组件产品，其标准版量产效率突破25%，叠加了氢钝化技术的PRO版，效率可以超过25.3%。公司将此款产品主要定位于分布式领域，设计了探索家、科学家、极智家和艺术家四大系列，产品矩阵可满足户用、工商业、地面电站的不同客户需求。2022年9月，西咸新区15GW高效单晶电池项目投产标志着HPBC新型电池正式进入量产阶段，预计2023年将开始出货。工艺最复杂，定域扩散成核心难点。IBC电池制作工序约14步，是N型电池里最复杂的。与PERC相比，其增量制备环节也是难度最大的是背部交叉的扩散区与正负电极的制备，需要增加图形化、开槽、清洗等环节，并应用激光等高精度设备。激光设备技术壁垒较高，目前国内帝尔激光在光伏激光领域较为领先，海目星也凭借锂电激光领域的深厚优势切入光伏激光赛道，已开发出激光开槽、掺杂等设备。搭载其他技术冲击晶硅电池转换率极限。IBC核心优势在于电池背部结构带来的高短路电流，其电池结构设计可以应用到其他电池技术中（IBC+TOPCon可获得高电流+优异钝化效果的TBC电池，IBC+HJT可获得高电流+高开路电压的HBC电池），实现更高的转换效率。2017年日本Kaneda研发的TBC电池创下了26.7%的转换效率纪录并保持了5年，直至今年隆基的HJT电池拿下26.81%。掌握IBC这项极高难度工艺技术的电池企业将拥有明显的技术壁垒优势，并且可以凭借差异化产品策略获取稳固的市场份额。（二）颗粒硅+CCZ潜力大硅料生产工艺主要分为改良西门子法和硅烷流化床法，产品分别为棒状硅/块状硅、颗粒硅。由于西门子法生产多晶硅料纯度更高，能满足半导体行业需求，因此于1957年率先实现工业化。经过半个多世纪的发展，尤其是不断优化尾气回收利用，现已发展到第三代，即改良西门子法，成为当下太阳能级硅料的主流制备工艺。2021年棒状硅的市占率达到95.9%。经过半个多世纪的发展，改良西门子法已经趋于成熟，出现突破性技术进展的可能性不大，降本空间主要来自于综合能耗的降低。电力、天然气，煤炭、蒸汽、水等综合能耗约占总成本的比例约33%。提升单炉产量可摊薄成本，目前已出现48对、72对棒的炉型设备

（主流为40对棒），但棒数提升对炉体设计、生产控制等要求更高。另外，提升余热利用率也是一个途径。据CPIA预测，2021-2030年各维度成本改善速度将全面放缓，2030年综合能耗较2021年有望下降约20%。设备国产化率高，规模化效应发挥充分。除核心还原炉设备外，由于改良西门子法尾气成分多且分离难度大，需要安装极其复